Ing Jose Stella - Maestria en Energías Renovables - Sistema Energético Argentino

Año 2014 - Curso de Mercados y Evaluación de Proyectos - MBA Ing. José Stella
Curso de Mercados y Evaluación de Proyectos
Año 2014
Profesor: Doct. MBA Ing. José Stella

Objetivo del curso
Profundizar sobre los conceptos
fundamentales de los mercados
energéticos, en particular el caso de
la Argentina, y adquirir las
herramientas básicas para la
evaluación económico-financiera de
un proyecto de inversión en
energías renovables identificando
riesgos y upsides para el inversor.

Mercados
Energéticos
Estadísticas de base (incluyendo análisis de fuentes)
para consumo de energía primaria, matriz de
generación eléctrica, uso de combustibles para
transporte, costos, precios y tarifas.
Cadena de valor del petróleo/combustible, del gas
natural y de la generación eléctrica. Costos de
desarrollo y producción de petróleo y gas natural.
Márgenes de refinación. Costos típicos de generación
eléctrica para diferentes tecnologías.
Sistema Energético Argentino: Evolución histórica del
sistema físico de producción, transporte y distribución
de petróleo/derivados, gas natural y energía eléctrica.
Evolución del perfil de consumo por tipo de cliente y
la intensificación del uso del gas natural en la matriz
primaria. Regulación y aspectos tarifarios.
Política Energética como herramienta de política
económica. Planificación y prospectiva.
Contenidos
Profesor: MBA Ing José Stella

Profesor: MBA Ing José Stella
3. Sistema Energético Argentino

3. Sistema Energético Argentino
Objetivos
• Conocer la evolución histórica del
sistema físico de producción,
transporte y distribución de
petróleo/derivados, gas natural y
energía eléctrica.
• Analizar la evolución del perfil de
consumo por tipo de cliente y la
intensificación del uso del gas natural
en la matriz primaria.
• Conocer la regulación energética y
aspectos tarifarios.

3. Bibliografía
Bibliografía
1. Energía en Argentina, Evolución
Reciente, Actualidad y Perspectivas,
Diego Mansilla - Guido Perrone
2. Determinantes de la la Inversión en el
Sector Petróleo Y Gas De La Argentina,
Nicolás Gadano.
3. La Operación Borges para obtener YPF,
Nicolás Gadano.
4. Una descripción funcional del sector
energético argentino. Jorge Lapeña
5. Regulación y funcionamiento del sector
eléctrico, Ester Fandiño
6. La energía argentina, otra víctima del
desarrollo ausente. Daniel Montamat.

MBA Ing. José Stella
3a. Evolución histórica petróleo

1859 El “coronel” Edwin Drake perfora por percusión en
Titusville, Pennsylvania, un pozo de 21 metros que
produce un estimado de 1.500 litros de petróleo
por día. El precio inicial de éste era entonces 10
dólares/barril y su principal subproducto era el
kerosene usado para lámparas.
1865 Se funda la Compañía Jujeña de Kerosene para
explotar los afloramientos de Laguna de La Brea y
los esquistos bituminosos del Abra de los
Morteritos.
1868 Jonh D. Rockefeller funda en Cleveland la Standard Oil
de Pennsylvania, que en 1899 se convierte en
Standard Oil.
1869. El Primer Censo Nacional describe en Mendoza
petróleo que da un 40% de aceite puro de
kerosene.
1872 El kerosene americano abastece a casi todos los
mercados mundiales, llegando hasta el Japón.
1876 El alemán Nikolaus Otto perfecciona el motor de
combustión interna creando el de cuatro tiempos
que usa aire y un gas combustible.
1876 Comienza la producción comercial de petróleo en
California.
1879 Edison obtiene en su laboratorio de Menlo Park, New
Jersey, la primera lámpara eléctrica comercial: dura
40 horas. La Standard Oil controla el 90% de la
refinación en Estados Unidos.Fuente: El ABC del Petróleo y Gas en el Mundo y en Argentina - IAPG

1883 Deja de llegar kerosene americano a Rusia, que se
vuelve autosuficiente.
1885 El Ing. Fader, funda la Compañía Mendocina de
Petróleo , llegó a perforar 30 pozos y extraer 8.000
m³ de petróleo en lo que hoy es el yacimiento de
Cacheuta. La empresa construyó el primer
oleoducto del país, de 35 km de largo, para
transportar el petróleo desde el yacimiento hasta la
estación ferroviaria de San Vicente.
1887. El nuevo Código de Minería establece en su artículo
7º que los recursos minerales son bienes privados
de la Nación o de las provincias, según el territorio
en que se encuentran, pero que el estado no puede
explotar ni disponer de las minas, sino en los casos
expresados en la presente ley.
1894 Rudolf Diesel crea el motor que lleva su nombre.
1903 Orville Wright vuela 40 metros en 12 minutos en un
biplano con un motor de 12 caballos que usaba
combustible de la Standard Oil.
1907 13 de diciembre. Un pozo perforado por percusión y
destinado a encontrar agua, descubre petróleo en
Comodoro Rivadavia, a 535 m de profundidad.
El pozo número 2 marca el inicio de la industria
petrolera argentina. El hallazgo es de trabajadores
del Estado e impulsa la creación de YPF.
Fuente: El ABC del Petróleo y Gas en el Mundo y en Argentina - IAPG

1908 El trépano rotativo, de dos conos metálicos, es
inventado por Howard Hugues. Este trépano, que
reemplaza los de cola de pescado, incrementa la
rapidez y alcance de la perforación.
1909 Henry Ford introduce el modelo T.
1910 Se sanciona la Ley 7.059 y se crea la Dirección General
Explotación de Petróleo de Comodoro Rivadavia.
1911 El Tribunal Supremo de Estados Unidos aprueba la
disolución de la Standard Oil (Ley Sherman) por
constituir una asociación ilegal y ésta debe
desmembrarse en más de 30 compañías.
1911 Durante perforaciones en Aguaragüe, Salta, se
detectan rastros de petróleo.
1913 Comienza a utilizarse el gas natural en Comodoro
Rivadavia.
1907-1916 Entre otras, las compañías Astra, Shell,
Ferrocarrilera de Petróleo, Standard Oil y Gulf Oil
obtienen concesiones petroleras, basadas en el
Código de Minería de 1886, en Comodoro
Rivadavia, Neuquén, Salta y Mendoza.
1911 Los hermanos Conrad y Marcel Schlumberger crean el
perfilaje eléctrico de pozos, cuya primera
aplicación exitosa se hace en 1927 en un pozo de
Pechelbronn, Francia.
1917 La Revolución rusa nacionaliza toda la industria del
petróleo en ese país.

1918 Se descubre petróleo en Plaza Huincul (Huincul: lomas
bajas en araucano), Neuquén, a 605 metros
perforando a percusión un pozo comisionado por la
entonces denominada Dirección General de Minas,
Geología e Hidrología de la Nación.
1922 Hipólito Irigoyen crea en la Argentina YPF (Yacimientos
Petrolíferos Fiscales) de la mano del Gral Mosconi,
la primera empresa petrolera estatal
latinoamericana. En esa época la producción
nacional abastecía sólo el 36% del consumo.
1925 Se inaugura el primer gasoducto soldado de larga
distancia entre Lousiana y Beaumont (Texas): 350
kilómetros y 18’’ de diámetro.
1926 Standard Oil descubre Agua Blanca, en Salta, la
primera fuente de petróleo comercial en el Norte
Argentino; luego Lomitas y Cerro Tartagal en 1927,
y a continuación Ramos y San Pedrito.
1930 YPF descubre Tranquitas, en Salta, seguido en 1933
por Río Pescado.
1931 Comienza la era de transmisión de gas a larga
distancia. Se inaugurarán tres grandes gasoductos
originados en Texas: hasta Chicago (1.600 km), otro
a Indianápolis (1.450 km) y el tercero a
Minneapolis (1.750 km).

1935 Se sanciona en la Argentina la Ley del Petróleo o Ley
de Reserva que amplía la reserva de zonas
presumiblemente petrolíferas a favor de YPF, con lo
que el aporte privado a la producción del país,
entonces del 53%, comienza a declinar
progresivamente.
1937 Fallece John D. Rockefeller, a los 98 años.
1939 Comienza la Segunda Guerra Mundial con la invasión
alemana a Polonia.
1940 Perón nacionaliza la industria.
1946 Se crea la Dirección General de Gas del Estado en la
Argentina.
1949 Se descubre petróleo en el área argentina de Tierra
del Fuego.
1949 Se inaugura el gasoducto de 1.605 km de 10 ¾” de
diámetro desde Comodoro Rivadavia a Buenos
Aires, siendo entonces el segundo gasoducto en el
mundo y el primero en Latinoamérica por su
extensión.
1951 Primera crisis petrolera: Irán nacionaliza la Anglo-
Iranian Oil Co.
1952 YPF descubre el yacimiento petrolífero gasífero de
Campo Durán, Salta, abriendo así la producción
profunda en el noroeste argentino.
1956 Segunda crisis petrolera. Egipto nacionaliza y cierra el
canal de Suez.

1956 El gobierno argentino aprueba el Plan de Reactivación
de YPF: se importaba el 64% del consumo del país
con gran incidencia negativa en la balanza
comercial.
1958Frondizi apela al capital privado. YPF contrata en
forma directa y rápida con empresas privadas
extranjeras importantes trabajos de perforación,
exploración y producción.
1960 Se funda en Bagdad la OPEP, Organización de Países
Exportadores de Petróleo, originariamente
integrada por Venezuela, Arabia Saudita, Irán, Irak y
Kuwait; luego se incorporan Argelia, Indonesia,
Libia, Nigeria, Qatar y los Emiratos Árabes (EAU). La
OPEP produce hoy el 40% del total mundial y posee
el 74% de las reservas petrolíferas.
1960 Comienza a operar el gasoducto de Campo Durán
(Salta)– Buenos Aires, de 1.767 km de longitud.
1962 Se logra por primera vez en la historia argentina,
aunque sólo momentáneamente, el
autoabastecimiento petrolero.
1963 Se anulan en la Argentina los contratos petroleros del
año 1958.
1964 Primera operación comercial de transporte de gas
natural licuado entre Argelia y la British Gas
Corporation, llevando el gas a razón de 3.000.000
de m3/día, desde la planta de licuefacción de
Arzew a la planta de gasificación en la isla Canvey.Fuente: El ABC del Petróleo y Gas en el Mundo y en Argentina - IAPG

1967 Tercera crisis petrolera. Guerra de los seis días entre
Egipto e Israel.
1968 Se promulga en la República Argentina la Ley de
Hidrocarburos 17.319 lo que permite nuevas
contrataciones de exploración y producción.
1971 Se inicia en el Mar Argentino la perforación de pozos
exploratorios que dan como resultado en 1982 el
descubrimiento al norte de Tierra del Fuego del
primer yacimiento costa afuera comercialmente
productivo: el Hidra.
1972 Comienza la importación de gas de Bolivia que
termina en septiembre de 1999.
1973 se nacionaliza y estatiza la comercialización de
combustible.
1973 Cuarta crisis: Guerra del Yom Kippur y el consiguiente
embargo petrolero, que lleva el precio del crudo de
2,90 (septiembre) a 11,65 dólares/barril / 12
dólares/barril (diciembre).
1976 La gestión militar vuelve a la inversión privada.
1977 YPF descubre en Neuquén el gran yacimiento gasífero
de Loma La Lata. Las reservas de gas en el país
pasan a ser más importantes que las de petróleo.
1979 Quinta crisis petrolera: el barril sube de 13 a 34
dólares.
1979 YPF descubre los yacimientos gasíferos de Ramos y
Aguaragüe en Salta.

1985 Alfonsín lanza el Plan Houston. Se anuncia en
Houston, Texas, el plan de ese nombre para
reactivar la exploración en la Argentina.
1987 Se lanza el Plan Olivos I
1988 YPF recurre a la asistencia financiera del Tesoro.
1989 El tanquero Exxon Valdés derrama 40.000 m3 de
petróleo en las costas de Alaska, lo que crea un
serio cuestionamiento a la industria.
1990 Sexta crisis petrolera: Irak invade a Kuwait.
1989 Se sancionan los decretos 1.055 - 1.212 y 1.589.
1990 Se lanza el decreto 2.778 (Transformación de YPF)
1992 Mediante la Ley 24.145 se privatiza YPF y se
federalizan los hidrocarburos.
1995 Por medio de la Ley 24.474 se autoriza a retener una
acción de oro.
1991-1996 Período de transformación de la industria en el
país. Se desregulan los mercados y se privatizan
Yacimientos Petrolíferos Fiscales, que pasa a
llamarse YPF S.A. y Gas del Estado. La República
Argentina pasa definitivamente a ser exportador
neto de petróleo.
1994 Se inaugura el oleoducto de Neuquén hasta
Concepción, en Chile.
1997 Se inaugura el gasoducto a Santiago de Chile, Gas
Andes, y comienza la exportación de gas natural a
dicho país.

2004. El 20 de octubre se sanciona la ley 25.943, por la cual
se crea la Empresa Energía Argentina S.A.
(ENARSA). Continuo ascenso del precio del
petróleo: llega a superar los 70 dólares.
2006 Se modifica la Ley de Hidrocarburos (ley 17.319)
otorgándole a las provincias la administración de
sus recursos.
2007 Como consecuencia de la modificación de la ley
17.319, distintas provincias tradicionalmente no
petroleras inician concursos para asignar áreas de
exploración.
2008 En el mes de febrero el precio del barril de petróleo en
el mercado internacional superó la barrera de los
cien dólares estadounidenses.
2012 Fernández de Kirchner expropia el 51% de YPF
mediante la Ley 26.741.

3a. Evolución histórica petróleo Argentina
2011 YPF confirmó hallazgos de Vaca Muerta.
1931 El geólogo Charles Edwin Weaver mientras realizaba
estudios de campo para Standard Oil de California
(actual Chevron), fue quien descubrió una
formación de Shale (petróleo de esquistos
bituminosos ó shale oil y gas de lutita ó shale gas)
situado en la Cuenca Neuquina en las provincias de
Neuquén, Río Negro y Mendoza, Argentina. En
1931, Weaver publicó sus descubrimientos, al que
llamó Formación Vaca Muerta.
HOY (14/08/2014) YPF descubrió petróleo no convencional
en un yacimiento en Mendoza. Lo anunció
Galuccio.

Fuente: Las cifras del petróleo y del gas - IAPG

Fuente: http://www.econlink.com.ar/petroleo-argentina/historia

Fuente: El ABC del Petróleo y Gas - IAPG

3b. Evolución histórica gas Argentina

Fuente: ENARGAS

Fuente: ENAERGAS

3b. Licenciatarias de Transporte y Distribución de Gas
Fuente: Informe ENARGAS 2012

3b. Sistema Gasífero Argentino: flujo del gas (mm de m3)
Fuente: Informe ENARGAS 2012

3c. Intensificación del uso del GN en la matriz primaria
Fuente: IAPG MATRIZ ENERGETICA - Oferta interna de Energía Primaria

Proporción de los distintos combustibles usados en los sectores: residencial (R), comercial (C) y público o entes oficiales (EO) en la
Argentina, diagrama de barras. En el inserto se muestra la distribución del conjunto R+C+EO, para el año 2010
Fuente: Eficiencia energética: ¿un camino sustentable hacia el autoabastecimiento? - Petrotecnia - diciembre, 2012

Distribución del consumo de gas. Año 2011. A la derecha se observa cómo se distribuye el consumo residencial.
Como se ve, el 50% se usa en calefacción y al menos el 25% se emplea en el calentamiento de agua sanitaria
(ACS, agua caliente sanitaria), al que habría que agregar los consumos pasivos de los pilotos, que tienen un
valor similar al utilizado en cocción

Variación de los consumos específicos R (residencial, círculos). La línea de puntos es una extrapolación del consumo base y muestra su
dependencia con la temperatura. Los consumos específicos que se grafican son los promedios diarios mensuales como función de la
temperatura media mensual. El área sombreada en amarillo indica el consumo asociado con la calefacción. Los datos corresponden a
todo el país, exceptuada la zona sur, entre los años 1993 a 2011

Consumo diario promedio de gas natural para los usuarios R+C+EO a lo largo del año 2011.
Los consumos de los meses de verano permiten caracterizar los consumos base. Si se atribuyen los consumos adicionales en los meses
más fríos al uso de calefacción, se puede ver que el consumo de calefacción es el 50,2% del total del consumo R+C+EO. Para otros años,
el consumo para calefacción varía entre 47% al 53% dependiendo de la rigurosidad del invierno de cada año. Los datos corresponden a
todo el país y no se incluye el consumo de GLP.

3d. Evolución histórica electricidad Argentina

1900-1934 Expansivo
•Primeras concesiones
en 1886.
•Fase expansiva de la
introducción del
servicio.
1935-1942 Insuficiencia
de expansión
•Reclamos
sociales.
•Autogeneración.
•Rápido
crecimiento de
población.
•Cortes de
suministro.
1943-1948
Estancamiento
•Escasez de
suministro.
•Limitación de
utilización de
hidrocarburos por
falta de
autosuficiencia.
•Post segunda
guerra: Se llegan
a quemar granos
en las calderas
para paliar las
insuficiencias.
1949-1959
Deterioro en Bs. As
•Intervención
estatal en el
interior del país.
•Gran potencial
hidráulico.
•1949: todos los
servicios públicos
prestados por el
Estado
•Empresas
privadas serían
expropiadas.
1960-1976
Normalización de
servicios
•Concreción de
múltiples obras
hidráulicas.
•El Estado toma el
manejo de SEGBA.
1977-1987
Inconvenientes de
administración.
•Tarifación.
•Cobro.
•Errores tarifarios que
llevan a inadecuada
asignación de
recursos.
1988-1989
Crisis energética
•Deterioro
administrativo
•Autogeneración.
•Ineficiencia,
burocracia,
politización,
ingobernabilidad.
•Cortes en el SIN.
•Viejos equipos
autogeneradores.
1990
Comienzo de la
transformación
•Introducción de la
competencia
(desintegración
vertical y horizontal).
•Formas de regulación
distintas.
•Empresas reguladas
sometidas a
penalidades e
incentivos.
•CAMMESA se encarga
de la administración.
•ENRE regulador entre
partes del MEM.

Marco Normativo
En Agosto de 1989 se sanciona la ley 23696
promoviéndose los siguientes conceptos:
1. Introducción y promoción de competencia y
mecanismos de mercado
2. Creación de condiciones y reglas de juego transparentes.
3. Separación del Estado de las actividades empresarias del
sector.
4. Descentralización de las decisiones de planificación en el
sector.
5. Incorporación del sector privado en condiciones de
riesgo.
En el año 1992 se sanciona la ley 24065
De acuerdo a lo previsto en el art. 35 de dicha ley, se
dispuso la creación de CAMMESA sobre la base del
Despacho Nacional de Cargas.
Sus funciones principales comprenden la coordinación de
las operaciones de despacho, la responsabilidad por el
establecimiento de los precios mayoristas y la
administración de las transacciones económicas que se
realizan a través del SIN.
Es una empresa de gestión privada con propósito público.
ENRE
Control
CAMMESA
Administración y
Despacho
SECRETARIA
ENERGÍA
Regulación
M.E.M.
Regulación – Administración y Control

Control
CAMMESA
Administración y
Despacho
SECRETARIA
ENERGÍA
Regulación
 Autoridad de Política Energética
 Regulación de la Industria Eléctrica
 Prospectiva. Escenarios de oferta y
demanda
 Protección ambiental
 Promoción del uso racional de la
energía y de nuevas fuentes de
producción de electricidad
 Evaluación de los recursos naturales
disponibles para su aprovechamiento
energético
 Estadísticas
 Autorización del ingreso de Agentes al
Mercado

ENRE
Control
CAMMESA
Administración y
Despacho
SECRETARIA
ENERGÍA
Regulación
 Vigilancia, fiscalización y control de la
prestación de los servicios.
 Imposición de las sanciones que fija la
Ley.
 Imposición de normas y procedimientos
técnicos, en materia de seguridad,
medición, facturación, etc.
 Fijación de tarifas donde corresponda y
control de su correcta aplicación.
 Arbitraje en conflictos en el ámbito de su
jurisdicción
 Concesión de autorizaciones.
 Convocatoria a audiencias públicas.
 Protección de la propiedad, el medio
ambiente y la seguridad pública.

Control
CAMMESA
Administración y
Despacho
SECRETARIA
ENERGÍA
Regulación
 Optimización de los recursos físicos del Mercado.
 Maximización de la seguridad del sistema eléctrico y la calidad del
suministro del Mercado
 Prospección de las necesidades de potencia y energía del Mercado.
 Cálculo de las transacciones económicas de los agentes del mercado,
facturación y liquidación de ventas.
 Supervisión del funcionamiento del Mercado a Término.
 Elaboración de Procedimientos Técnicos.

Esquema de Funcionamiento del MEM
DISTRIBUCIONTRANSMISIONGENERACION
COMPETENCIA MONOPOLIO
REGULADO
MONOPOLIO
REGULADO
Clientes Cautivos
<30 kW
CONSUMIDORES
TARIFA
REGULADA
Privados
Estados
Provinciales
Estado Nacional
Transportistas Extra Alta
Tensión
Cooperativas
Importaciones
Transportistas
Independientes
Distribuidoras
Transportistas
Regionales
Comercializadores
Exportaciones
Clientes Libres
>30
COMERCIALIZACION
COMPETENCIA
MERCADO LIBRE
- CONTRATOS

Esquema de Funcionamiento del MEM
MEM
OFERTA
GENERADORES
INDEPENDIENTES
INTERCONEXIONES
INTERNACIONALES
(importación)
EMPRESAS
BINACIONALES
GENERADORES
ESTADO NAC-PROV
DEMANDA
GRANDES
USUARIOS
DISTRIBUIDORES
INTERCONEXIONES
INTERNACIONALES
(exportación)
TRANSPORTE
Mercado a
Término
Mercado
Spot

TRANSPORTISTAS
GENERADORES
DISTRIBUIDORES
CAMMESA
GRANDES USUARIOS
AGUEERA:
GUMA
GUME
GUPA
ADEERA
AGEERA
ATEERA
ESTADO NACIONAL
SECRETARIA DE ENERGIA
ENRE
ENARSA
Despacho de Generacion:
Máxima seguridad del SADI
Máxima calidad de suministro.
Mínimo precio mayorista en
Mercado Spot
Planificacion:
necesidades de capacidad de
energía.
Monitoreo:
Operación del Mercado a Termino
Administrar:
Despacho conforme a contratos.
Importación y exportación de
energía
Optimizar:
Uso de energia.
Intermediario:
Facturar y recolectar pagos por
transacciones entre agentes del
MEM
Precio Spot
Costo Marginal para satisfacer la
próxima unidad de demanda.
Precio Estacional:
Precio estabilizado de precios spot,
en base semestral y diseñado para
evitar un mercado volátil.
Actores del MEM
Mercado a Termino:
Cantidad, precio y condiciones de
contratación entre vendedor y
comprador.
Mercado Spot:
Precio en base horaria en función
del costo económico de producción.

TRANSPORTISTAS
GENERADORES DISTRIBUIDORES
Costo de Generación
Costo de Operación
Costo de Transporte al nodo
+
Mayor distancia => menor confiabilidad: Energía mas cara
CAMMESA
CONSUMIDORES
MINORISTAS
GRANDES USUARIOS
Costo de Transporte
Precios
Spot
Fondo de Estabilización
Precios
Estacionales
Tarifa
Precios
Estacionales
Tarifa de
Transmisión
Precios
Spot
Precios
Spot
ENARSA
Costo de Distribución
Cargo por Capacidad de Red de Transporte
+
Cargo Fijo por Conexión
Costo de Compra Energía
+
Cargo por Capacidad de Red de Transporte+
Cargo Fijo por Conexión
Perdidas de Red y Probabilidad de Fallas-
Subsidios del Estado
Perdidas en Red de Transporte
+
Costos y transacciones

OFERTA
AÑO TV TG DI CC TERM HI NU Solar Eólica TOT
2013 4451 4061 1099 9205 18816 11095 1005 8 165 31089
2012 4451 4071 1057 9205 18784 11093 1005 6 112 31000
2011 4445 3530 865 8724 17564 11062 1005 1 16 29648
2010 4438 3582 539 8184 16743 10981 1005 0 0 28729
2009 4438 4317 386 6473 15614 10516 1005 0 0 27135
2008 4438 4084 259 6362 15143 10158 1005 0 0 26306
2007 4573 2359 26 6362 13320 10157 1005 0 0 24482
2006 4463 2266 4 6362 13095 9934 1005 0 0 24034
2005 4496 2279 4 6362 13141 9934 1005 0 0 24080
2004 4526 2294 4 6362 13186 9619 1005 0 0 23810
2003 4515 2334 4 6359 13212 9540 1005 0 0 23757
2002 4515 2218 4 6334 13071 9540 1005 0 0 23616
2001 4515 2297 4 5924 12740 9444 1005 0 0 23189
2000 4515 2290 4 4238 11047 9444 1005 0 0 21496
1999 4515 3015 4 2365 9899 9444 1005 0 0 20348
1998 4548 3483 4 1513 9548 9187 1005 0 0 19740
1997 4752 3465 4 550 8771 9242 1005 0 0 19018
1996 4783 3274 4 144 8205 8724 1005 0 0 17934
1995 4867 2938 4 144 7953 8123 1005 0 0 17081
1994 4836 2382 84 84 7386 7849 1005 0 0 16240
1993 4836 1851 84 84 6855 6924 1005 0 0 14784
1992 4857 1772 82 84 6795 6261 1005 0 0 14061
Fuente: Estadísticas MEMnet CAMMESA

Evolución Oferta Generación vs PBI

Diesel vs Renovables
ENERGÍA GENERADA [GWH]
FUENTE DE ENERGÍA AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013
BIODIESEL 32,5 170,2 2,2
BIOMASA 97,6 127,0 133,9
EOLICO 16,0 348,4 447,0
HIDRO <= 30MW
876,6 1069,2 895,8
SOLAR 1,76 8,1 15,0
BIOGAS 0,0 35,6 108,5
Total GWh 1024,4 1758,5 1602,4
DEMANDA ENERGÍA [GWh]
FUENTE DE ENERGÍA AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013
Demanda MEM
116349,4 121293,2 125166,4
Ren MEM / Dem
MEM
0,9% 1,4% 1,3%
Fuente: GEED ENARSA y Estadísticas MEMnet CAMMESA

COM. EXTERIOR
Trabajo, Tierra, Capital,
Conocimiento Factores de Producción
Renta, Salarios, Utilidades, Intereses Costos y gastos
Bienes y servicios comprados Bienes y servicios vendidos
Consumo (Gasto) Ingresos
FAMILIAS EMPRESAS
MERCADO DE BIENES
Y SERVICIOS
MERCADO DE FACTORES
DE PRODUCCION
GOBIERNO
Impuestos Netos Impuestos Netos
SIST. FINANCIERO
Ahorro Inversión
Exportaciones Importaciones
Gastos de
argentinos
Consumo de
extranjeros

3e. El sector energético argentino
antes de 1992
Fuente: Una Descripción Funcional Del Sector Energético Argentino – Jorge Lapeña

antes de 1992
Propiedad
•Servicios públicos energéticos y producción de combustibles
mayoritariamente estatal; con empresas de alcance nacional. Las
estatizaciones se realizaron entre 1945 y 1960. Otras empresas
fueron inicialmente estatales : YPF, Gas del Estado, etc.
•Si bien no existían monopolios legales a favor del estado en los
hechos las empresas del estado nacional conformaban un
conglomerado absolutamente preponderante frente al resto;
•Además de las empresas del estado nacional (YPF, Gas del Estado,
YCF, AYEE, SEGBA, Hidronor) hubo un conjunto muy importante de
cooperativas eléctricas (aprox. 600) que prestaban el servicio
eléctrico en ámbitos municipales;
•Las provincias en muchos casos organizaron la prestación de
servicios públicos mediante empresas públicas del estado
provincial;
•Conjuntamente con el esquema descrito precedentemente
coexistieron en algunos ámbitos como por ejemplo la refinación y
venta de combustibles líquidos empresas privadas (ESSO, Shell).
Esquema de Funcionamiento
•La política energética fijada por el Estado Nacional.
•Regulación tarifaria y precios de los combustibles fijados por el estado de
acuerdo a criterios técnicos: retribuir costos y utilidad razonable.
•Abastecía toda la demanda del mercado.
•La oferta se realizaba con inversiones en ampliación de la capacidad instalada
(refinerías, centrales eléctricas, redes de distribución) financiada con recursos
propio de las empresas, prestamos de la banca multilateral (BID, BIRF), Fondos
Específicos (fundamentalmente para la construcción de grandes centrales
hidroeléctricas) y aportes de capital del estado mediante asignaciones
presupuestarias y transferencias del tesoro.
•Rol del Estado como aportante de garantías soberanas para la obtención de
préstamos de la banca multilateral. Préstamos de largo plazo, baja tasa de
interés y periodos de gracia para la devolución de los mismos.
•El sistema tuvo dificultades para mantener tarifas justas y razonables
permanentemente actualizadas que permitieran un funcionamiento
financieramente sano de las compañías.
•Dificultades acentuadas en épocas de alta inflación, las tarifas fueron
frecuentemente utilizadas como anclajes en la lucha antiinflacionaria.
•La finalización de este sistema se dio en el contexto político que se denominó
consenso de Washington que utilizó las privatizaciones como un mecanismo
de pago de deuda pública y al mismo tiempo impulso políticas de
desregulación.
Marco Normativo
• Energía eléctrica: Ley 15.336 / 1960
• Combustibles: Ley de Hidrocarburos 17.319 / 1967

antes de 1992
Flujos Financieros
•Los consumidores o el
mercado pagan precios y
tarifas a cambio de los bienes
y servicios energéticos
provistos por el mercado, esos
ingresos permiten a las
empresas pagar los gastos
operativos, repagar intereses
y capital de los préstamos,
aportar equity a los proyectos
de expansión, distribuir
dividendos a los accionistas y
pagar impuestos.
Flujos de Productos
•El sistema es un sistema
cerrado.
•Se abastece toda la demanda.
•Los excedentes o faltantes se
importan y exportan, sin
embargo, los intercambios son
reducidos
•Argentina llegó a la
autosuficiencia energética en
1989; la diferencia entre
exportaciones e
importaciones y la balanza
comercial energética fueron
de un valor negativo a lo largo
de la historia hasta hacerse
cero en 1989.
Actividades del Estado
•Autoridad de aplicación de la
legislación.
•Poder de policía.
•Poder concedente de los
servicios públicos.
•Fijación de la política.
•Ejecutor de la planificación
sectorial.
•Fijación de precios y tarifas
energéticas.
•Aplicación de impuestos y
subsidios.
•Aportante de capital.
•Otorgamiento de garantías
soberanas.
•Empresario, como titular de
paquetes accionarios de las
empresas y sociedades del
Estado.

entre 1992 y 2002

entre 1992 y 2002
Propiedad
• La propiedad de las empresas prestatarias de los servicios
públicos energéticos y la producción de combustibles era
privada. Se privatizaron YPF, Gas del Estado, YCF, AYEE e
Hidronor, entre otras.
• Algunas instituciones se mantuvieron en la órbita estatal
(EBY, Salto Grande, CNEA) no sin antes haber intentado
sin éxito la privatización de las mismas.
• Aproximadamente 600 Cooperativas Eléctricas prestaban
el servicio eléctrico en ámbitos municipales.
• Las provincias en la mayoría de los casos privatizaron sus
empresas de servicios públicos; salvo algunos casos
como Córdoba y Santa Fe.
•La política energética dejo de ser un resorte del Estado Nacional.
•Se aplicó mecanismos de mercado para la fijación de precios. Sistema de
tarifas eficientes y máximas para los servicios regulados, y precios libres para
los productos petroleros.
•El sistema funcionaba abasteciendo toda la demanda del mercado. La
ampliación de la oferta se realizaba con inversiones en ampliación de la
capacidad instalada (refinerías, centrales eléctricas, redes de distribución) que
era financiada con recursos propios de las empresas privadas y créditos del
sistema financiero. En ausencia de planificación estratégica, el sistema
privilegió inversiones de bajo riesgo, alta TIR y rápido recupero.
•El sistema tuvo dificultades para sostener inversiones en áreas prioritarias:
exploración petrolera, construcción de centrales hidroeléctricas y construcción
de nuevos gasoductos, sobre todo en áreas de baja demanda y de largo
periodo de recupero.
•Se dejó de lado el financiamiento de proyectos con los Fondos Específicos y los
bancos de desarrollo (BID y Banco Mundial) se retiraron del financiamiento de
proyectos específicos.
•La finalización de este sistema se dio en el contexto político que se denominó
“salida de la convertibilidad” y la sanción de la Ley 25.561, de Emergencia
Pública (2002).
Marco Normativo
• Energía Eléctrica: Ley 24.065 / 1992.
• Gas natural: la Ley de marco regulatorio del gas natural Nº 24.076 / 1992
• Combustible: Ley de hidrocarburos, 17.319 / 1967

entre 1992 y 2002
Flujos Financieros
• Los consumidores o el mercado
pagan precios desregulados y
tarifas reguladas en pesos
convertibles (1 $= 1 USS) a
cambio de los bienes y servicios
energéticos provistos por el
mercado. Esos ingresos permiten
a las empresas –mientras se
mantuvo la convertibilidad pagar
los gastos operativos, repagar
intereses y capital de los
préstamos externos, aportar
equity a los proyectos de
expansión, distribuir dividendos
a los accionistas y pagar
impuestos.
Flujos de Productos
• El sistema es un sistema abierto.
• Se abastece toda la demanda
interna y la demanda externa.
• Los excedentes o faltantes se
importan y exportan.
• Argentina acentuó su papel
exportador con balanza
comercial energética positiva.
• El Estado ejerció tareas de:
• Débil ejercicio de la autoridad de
aplicación de la legislación.
• Débil poder de policía y
fiscalización.
• Poder concedente.
• Regulador de tarifas.
• El Estado dejo de ejercer las
tareas de:
• Ejecutor de la planificación
sectorial estratégica.
• Fijación de la política nacional.
• Fiscalización del cumplimiento
de los contratos de concesión.
• Empresario energético.
• Constructor de obras de
infraestructura energética.
• Recaudador y administrador de
los fondos específicos.
• Aportarte de capital.

entre 2002 y 2012

entre 2002 y 2012
Propiedad
•Servicios públicos energéticos y producción de combustibles continuo
siendo privado en las mismas condiciones legales que luego de
completado el proceso de privatizaciones.
•Salida de la convertibilidad y el congelamiento tarifario impuesto por
la ley de emergencia económica trajo como resultado una profunda
modificación en la tenencia de los paquetes accionarios de las
empresas energéticas. Hubo extranjerizaciones, compra de empresas
por fondos de inversión que capitalizaron acreencias financieras y
salida de Argentina de empresas internacionales de reconocido
prestigio. Esto configura un nuevo mapa del sector energético con
figuras desconocidas hasta 2001.
•Algunas instituciones se mantuvieron en la órbita estatal (EBY, Salto
Grande, CNEA). A ese grupo se sumo ENARSA, una empresa petrolera
cuyo objetivo era la exploración petrolera en el mar.
•El conjunto muy importante de cooperativas eléctricas (aprox. 600)
que prestaban el servicio eléctrico en ámbitos municipales continuo
con su operación.
•Se mantuvo el concepto dominante de los 90 en que la política energética dejó
de ser un resorte del Estado Nacional lo mismo que la planificación. Ante
problemas concretos, la intervención estatal comenzó a ser “de hecho”
preponderante reemplazando los mecanismos de mercado propios del modelo
y previstos en la normativa.
•Los mecanismos de regulación tarifaria de los servicios públicos y los precios
libres de los combustibles prevista en la normativa no fueron modificados,
pero en los hechos se reemplazaron por un sistema de precios congelados
llevando a la descapitalización de las compañías y a la disminución de la
inversión privada.
•El sistema dejo de abastecer toda la demanda del mercado; la oferta comenzó
a ser menor que la demanda y el estado comenzó a realizar inversiones en
ampliación de la capacidad instalada (básicamente en centrales eléctricas,
centrales hidroeléctricas, centrales nucleares, sistemas de transmisión,
facilidades de importación para combustibles, gasoductos). Esa inversión se
financió mayoritariamente con recursos presupuestarios.
•Disminuyó la inversión privada.
•El sistema acrecentó mucho sus dificultades para sostener inversiones en
áreas prioritarias: exploración petrolera, construcción de centrales
hidroeléctricas y construcción de nuevos gasoductos, sobre todo en áreas de
baja demanda y de largo periodo de recuperación.
• Casi nulo financiamiento externo.
Marco Normativo
• Continuo siendo para la EE la Ley 24.065, para el GN la Ley 24.076 y para los Combustible. la Ley 17.319.
• En el 2006 se sancionó la 26197 conocida como “ley corta” para los hidrocarburos, que transfirió a cada provincia la autoridad de aplicación en
su respectivo territorio de la ley de hidrocarburos. Esto generó un desquicio normativo ya que algunas provincias interpretaron que la sanción
de la ley corta y el artículo 124 de la CN facultaban a cada provincia a sancionar su propia ley de hidrocarburos.

entre 2002 y 2012
Flujos Financieros
• Los consumidores o el mercado
pagan precios muy bajos frente a
los costos reales.
• El estado comenzó a subsidiar los
bajos precios vía presupuestario
nacional.
• El estado afrontó inversiones con
fondos presupuestarios
• El crédito externo para proyectos de
inversión se redujo a valores
mínimos después del default.
Flujos de Productos
• El sistema es un sistema abierto.
• Se abastece toda la demanda
interna y la demanda externa.
• Argentina acentuó su papel
importador con balanza comercial
negativa.
• El Estado ejerció tareas de:
• Mal y errático ejercicio de la
autoridad de aplicación de la
legislación;
• Débil poder de policía;
• Poder concedente;
• Empresario energético ineficaz;
• Constructor de obras de
infraestructura energética;
• Aportante de capital;
• Otorgamiento de garantías
soberanas;
• El Estado dejo de ejercer las tareas
de:
• a) Fijación de la política energética
nacional clara
• b) Ejecutor de la planificación
sectorial estratégica;
• c) Regulador de tarifas;
• d) Fiscalización del cumplimiento de
los contratos de concesión

3f. Regulación y aspectos tarifarios

Introducción
En la Argentina, la distribución de
energía eléctrica o de gas es brindado
por una única empresa en una región, y
tienelassiguientescaracterísticas:
 La energía eléctrica o gas es un
servicionecesarioeirremplazable,
 Los usuarios no tienen influencia en
ladeterminacióndelpreciofinal.
Estas características son las que
componen uno de los extremos de la
competencia imperfecta, que es la
figura de Monopolio Natural. (cuando una
sola empresa puede abastecer a toda la demanda en
forma más eficiente (menores costos) que dos o más
empresas).

Introducción
La actividad bajo la figura de un
monopolio natural, obliga al Estado
concedente a fijar los precios
máximos que puede aplicar el
prestadorendichomonopolio.
Esta situación se debe a que un
agente económico que opere en un
monopolio, bajo la premisa de
maximizarsubeneficio,ofrecerá:
 Losserviciosapreciosmásaltos
 Cantidades y calidades inferiores
alasdecompetenciaperfecta.

El segmento distribución
Tarifa
Costo de Abastecimiento
Costos No Controlables
Valor Agregado
de Distribución (VAD)
Costos Controlables
Factura Usuario Final =
Tarifa x q [kWh] + Tasas e Impuestos
Generación Transmisión Comercializaci
ón de Energía,
Potencia y
Transporte
Operación de
las
Instalaciones
Atención
Comercial o
Servicios al
Cliente
Administración

Los métodos de regulación
Regulación por Tasa de Retorno
Regulación basada en el Costo del Servicio
Cost Plus
Regulación por Incentivos
Regulación Basada en Precios Máximos
Price Cap
Se les conoce como métodos con incentivos de bajo
poder, pues le permiten a la empresa recuperar sus
costos sea cual sea su desempeño (eficiente o
ineficiente).
Se les conoce como métodos de regulación de alto
poder, pues disocian a los precios regulados con la
evolución de los costos de la empresa regulada,
permitiéndole a esta última aprovecharse de
cualquier mejora en eficiencia que ella logre.
Este mecanismo consiste en un método de regulación que
determina las tarifas del servicio regulado sobre la base de los
costos de la empresa regulada, considerando dentro de los
mismos al costo de capital de la empresa.
Este modelo, no requiere que los precios se asignen
eficientemente, sino sólo que cubran los costos totales.
 Pi= precio del servicio i
 qi= Cantidad provista del servicio
 N= Numero de servicios
 S = tasa de retorno “justa” sobre el capital
 RB= medida del valor de las inversiones de la empresa
regulada


N
n
ii RBsCostosqp
1
)(´
La forma general de la metodología Price Cap viene
dada por siguiente expresión:
P = IPC – X + Y
 IPC: es un índice de precios que refleja la variación de
costos eficientes de la concesionaria
 X: es un factor de reducción a fin de trasladar parte de las
mejoras en productividad a los consumidores
 Y: reconoce la posibilidad de aumentos de los precios en
términos reales que podrían estar asociados a reconocer a
la empresa mayores costos generados en áreas fuera de su
control.

Ventajas
Los métodos de regulación
Regulación por Tasa de Retorno
Regulación basada en el Costo del Servicio
Cost Plus
Regulación por Incentivos
Regulación Basada en Precios Máximos
Price Cap
 Se garantiza al Monopolista ganancias equivalentes a su
costo de Oportunidad.
 Las Tarifas pueden modificarse periódicamente a solicitud
de cualquiera de las partes ante variaciones en el costo de
prestación del servicio.
 Proporciona al proveedor una oportunidad para cubrir los
costos.
 Es posible ajustar la evolución de parámetros en periodos
de tiempo cortos. Cualquier shock imprevisto de demanda
puede ser considerado en la siguiente revisión tarifaria.
 Posibilita la limitación de precios por un control cercano de
los costos y gastos.
Desventajas
 Incentiva la Sobre-inversión.
 No alienta las ganancias de eficiencia.
 La Estructura Tarifaria no es estable.
 Asimetría de la información, ente regulador no puede tener
absoluta certeza de los costos reales.
 Altos costos administrativos y la falta de incentivos para
mejorar la eficiencia, entre otras.
 Se Fijan Tarifas Máximas con vigencia por períodos
relativamente extensos.
 Se establece previamente la fórmula de ajuste de tarifas.
 Se fomenta el aumento de la eficiencia en la prestación del
servicio.
 Las estructuras tarifarias son estables.
 Incentiva la reducción de costos y la eficiencia del mercado.
 Hace evolucionar los precios de acuerdo con las mejoras de
eficiencia productiva.
 Permite que todos los operadores conozcan la evolución
que seguirán los precios mayoristas, lo que les facilita el
desarrollo de sus planes de inversión
 El riesgo regulatorio es más alto.
 La baja de costos puede provenir de una disminución de la
calidad del servicio.
 Riesgo de establecer un nivel de costos de una empresa
hipotética que la empresa nunca pueda alcanzar.
 Asimetría de la información en la fijación tarifaria.

Costo de Abastecimiento
Costos No Controlables
Cambios regulatorios
NuevosMecanismosdeFormacióndePrecios
 El6deenerode2002sesancionalaleyde
emergenciapublicayreformadelrégimencambiario.
Electricidad
 Resolución240/2003:Despachoeléctricocon
disponibilidadinfinitadegasnatural,preciotope120
$/MWh;
 SobrecostosTransitoriosdeDespacho:
 Creación del FONINVEMEM
 Resolución 712/2004
 Energía Plus
 Contratos de Abastecimiento Res 220/06
 Resolución 1434/2004: A partir del año 2002,
se suspendió el “pass‐throug” para los Costos
de Generación del MEM , mecanismo que fue
reemplazado por esta resolución , mediante
la cual se fijaron los precios sancionados a ser
pagados por las empresas Distribuidoras.
GasNatural
 Decreto180/20004yDecreto181/2004
 AcuerdodePreciosconlos ProductoresdeGas
 GasPlus

A partir del año 2006 se acentúa el ritmo de
incremento en los costos de Generación, como
consecuencia de:
 Mayor utilización de combustibles líquidos en
reemplazo de gas natural;
 Incremento de los precios internacionales del
petróleo;
 Se comienzan a instalar TG Ciclo Abierto y
Grupos Diesel, potenciando aún más el
consumo de combustibles líquidos
El desfasaje entre costo de generación e ingresos
por compra de energía obligó en la ley de
Presupuesto a partir del año 2004 a transferir
considerables sumas al Fondo de Estabilización
como Aporte No Reintegrable.
Impacto de la crisis del gas natural y del aumento
de los precios internacionales del petróleo sobre
los costos de generación de energía eléctrica en
2008.

Resolución Nº 95/13 - Nuevo esquema
remunerativo y otras modificaciones al
MEM
 Remuneración de Costos Fijos: PPD
 Remuneración de Costos Variables:
Costos Variables de Mantenimiento y
Otros Costos Variables No
Combustibles.
 Remuneración Adicional: una porción
se liquida en forma directa al
generador y otra porción de la
remuneración se destinará a "nuevos
proyectos de infraestructura en el
sector eléctrico" que serán definidos
por la SE, a través de un fideicomiso.

Consecuencias cambios regulatorios

Fuente: Informe sectorial del Presidente de la Auditoría General de la Nación – Energía – Diciembre 2013

Participación de la energía demandada durante el año 2013 por las distintas categorías abastecidas por los
Distribuidores del País, más los Grandes Usuarios del MEM y su crecimiento respecto al año anterior.
Participación de la energía demandada junio 2014 por las distintas categorías abastecidas por los Distribuidores del
País, más los Grandes Usuarios del MEM y su crecimiento respecto al mismo mes del año anterior.
Fuente: Informe Anual 2013 e Informa Junio 2014 - ADEERA

Actuales distorsiones
• Reducción de la inversión privada.
• Insuficiencia del sistema financiero para la ejecución de la obra
nueva.
• Falta de planificación estratégica.
• Deficiencia de la regulación.
• Mayores costos de obra de los emprendimientos estatales.
• Reducción de la producción nacional y la necesidad de importación.
• Subsidios energéticos.
• Importación de combustibles.
• Quebranto de las empresas prestadoras de servicios públicos.

Conclusiones
Conclusiones
 Hemos realizados un recorrido por
el sector energético argentino.
 Analizamos los impactos de las
decisiones económicas en el
desarrollo del sector.
 Actualmente la balanza energética
es deficitaria.
 ¿Qué medidas hay que tomar para
nivelarla?.
 ¿La equilibra la «mano invisible» del
mercado?
 ¿Qué rol jugarán las Energías
Renovables y las medidas de
eficiencia energéticas?
 ¿Cómo podemos diseñar políticas
energéticas?

Ing Jose Stella - Maestria en Energías Renovables - Sistema Energético Argentino

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